58. Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений

Данный метод позволяет сложный фильтрационный поток в пласте при совместной работе нескольких батарей эксплуатационных и нагнетательных скважин разложить на простейшие потоки - к одиночно работающей скважине и к одиночно работающей батареи.

59. коэффициент упруго ёмкости пласта характеризуется изменением запаса жидкости в единице объема пласта при изменении пластового давления на единицу.

60.Размерность коэффициента пьезопроводности м²/с.

61. Метод Хорнера в основном используется для обработок данных полученных в ходе гидродинамических исследований КВД (кривой восстановления давления).

62. Упругий запас жидкости определяет количество жидкости вытесненной из пласта в скважину за счёт упругости пласта и насыщающих его жидкостей.

63. За счёт чего при упругом режиме пласта скважины могут давать значительные притоки жидкости? За счёт снижения давления в пласте и, как следствие, расширении нефтеносной и водоносной части пласта.

64. Коэффициент упругоёмкости пласта это изменение запаса жидкости в единице объема пласта при изменении пластового давления на единицу.

65. Коэффициент пьезопроводности пласта это скорость распространения давления в упругой пористой среде.

66. Кривые восстановления (падения) давления (КВД) – это один из методов гидродинамических исследований скважины. Заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён), которая была закрыта путём герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (тест Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной).

67.Кривые восстановления(падения) давления строят в полулогарифмических координатах .

68. По кривым восстановления давления можно определить потенциальную продуктивность идеальной скважины, то есть скважины с открытым стволом или обсаженной скважины с полноценной перфорацией при неизменённой при скважинной зоной пласта

69.Методом Хорнера обрабатывают КВД и определяют гидропроводность удалённой зоны пласта и текущее пластовое давление, а через них приходят к потенциальной продуктивности, учитывая, что скин-фактор равен нулю.

70. По углу наклона при обработке квд методом касательной находят скин-эффект.

71. По углу наклона при обработке КВД методом Хорнера находят гидропроводность.

72. Формула для обработки КВД методом Хорнера:

.

73. Формула для обработки КВД методом касательной:

(1)

р = р_с(t)² – р_со² (2),

где: р_со – установившееся забойное давление до остановки скважины, ат;

74. Формула для обработки квд методом последовательной смены стационарных состояний:

75.Уровнение пьезопроводности в случаи осевой симметрии имеет вид… ,

76. Виды неоднородности пласта: Выделяют по вещественному составу, пористости, проницаемости, удельному электрич. сопротивлению и др. B зависимости от масштаба проявления различают микронеоднородностью и макронеоднородность. Пo форме проявления и по направлению различают зональную неоднородность пласта, слоистую неоднородность пласта, наиболее важное значение имеет неоднородность по фильтрационно-ёмкостным свойствам,

77. Распределение давления при слоистой неоднородности пласта: с уменьшением пластового давления снижается связь слоев по вертикали и слоистая неоднородность увеличивается, а с ростом пластового давления такая связь постепенно охватывает весь разрез и снижает эффект слоистой неоднородности.

78.отличии от просто трещиноватых средах учитывается суммарную (общую) пористость, прибавляя к трещиноватости пористость блоков, и общую проницаемость, суммируя пористую и трещиноватую проницаемости.…

79. Густота трещин: характеризует интенсивность трещиноватости г. п. в тех случаях, когда трещины в п. распределены по системам. Густота системы трещин — величина, измеряемая количеством трещин, пересекающих единицу длины перпендикуляра, восстановленного к их плоскостям.

80. Пористость трещин определяется как отношением объема трещин, секущих некоторый объем г. п., к величине этого объема; характеризует уд. объем трещин в г. п.

81.Скорость движения жидкости в трещинах… выражается через градиент давления по формуле Буссинеска:

82.При движении жидкости в трещиновато-пористой среде учитывается… деформируемость среды, при которой проницаемость трещинного пласта будет изменяться с изменением давления, и перетоки жидкости между трещиной и пористыми блоками.

83.Перетоки жидкости между трещиной и пористыми блоками обусловлены разницей их проницаемости (в трещинах выше)

84.Учитываются ли перетоки жидкости между трещиной и пористыми блоками в трещиноватой среде? да

85.Где больше пористость в трещиновато-пористой среде? Значительно больше в трещинах

86.Функ-я Христиановича функция Н, полный дифференциал которой равен kdp. Эта функция имеет размерность давления: dH = kmdp.

87.Дебит газированной жидкости. Определить дебит газированной жидкости можно, заменив газированную жидкость воображаемой однородной несжимаемой жидкостью, движущейся в пласте с коэффициентом проницаемости k'ж, меньшим k.

88.Газированная жидкость представляет собой смесь жидкой и газовой фаз. Газ находится не только в свободном состоянии; часть его растворена в жидком компоненте смеси. В пластовой нефти обычно содержится природный газ. Если давление в пласте выше давления насыщения нефти газом, то весь газ растворяется в нефти, а нефть называется не- донасыщенной. Если же пластовое давление ниже давления насыщения, то в процессе движения нефти в пласте из нее выделяется газ, находившийся в растворенном состоянии, и образуется движущаяся смесь нефти и свободного газа. По мере продвижения смеси в направлении снижения давления из капельно-жидкого раствора (жидкого компонента смеси), выделяется все новая масса газа. Выделяющийся из раствора газ присоединяется к движущемуся свободному газу, вследствие чего увеличивается часть порового пространства, занимаемого газом. Свободный газ становится все более подвижным и фазовая проницаемость породы для газа растет, а фазовая проницаемость для жидкой фазы уменьшается.

89.Безводный предельный дебит

Предельным безводным дебитом будем считать производительность скважины, получаемую при достижении вершины конуса воды забоя скважины. Отсюда следует, что для получения безводного дебита необходимо, чтобы уровень контакта газ-вода под скважиной был ниже нижних перфорационных отверстий. Это означает, в скважине необходимо создать такую депрессию, при которой уровень конусообразования воды будет меньше высоты